состав для вытеснения нефти

Формула изобретения

Состав для вытеснения нефти, содержащий водный раствор биореагента, щелочь и органический растворитель, отличающийся тем, что в качестве биореагента он содержит биополимер ксантанового типа БЖК, в качестве щелочи - каустическую соду, в качестве органического растворителя - растворитель комплексного действия РКД при следующем содержании компонентов, мас.%:

Биополимер БЖК	5-20
Каустическая сода	10-40
Органический растворитель РКД	10-30
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к биотехнологии в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяных коллекторов.

Одним из способов увеличения нефтеотдачи является использование составов для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах за счет заполнения пор пласта различными химическими реагентами или тампонирующими веществами.

Оптимальными могут считаться нефтевытесняющие агенты, вязкость которых в обычных условиях (на поверхности и в процессе закачки) имеет низкие значения, они хорошо фильтруются в пористой среде. В пластовых условиях их реологические свойства должны изменяться, вязкость должна увеличиваться многократно. Для достижения значительных результатов по изменению профилей приемистости необходимо обеспечить проникновение композиции преимущественно в высокопроницаемые, высокообводненные пропластки. Важно, чтобы закачиваемый в пласт нефтевытесняющий агент не ухудшал фильтрационных характеристик низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны пласта.

Для обеспечения указанных требований возможно использование различных составов на основе биополимеров и полимеров.

Известны составы для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах на основе водных растворов полимеров и тампонирующих добавок. В качестве тампонирующих добавок используют древесную муку (пат. РФ № 2057914), песок, глинопорошок, известковый порошок (пат. РФ № 2090746, 2065945). В качестве полимеров используют полиакриламид, полиокси-этилен, карбоксиметилцеллюлозу (пат. РФ № 2071555). Основным недостатком известных составов является использование достаточно большого количества ингредиентов, их невысокая эффективность при использовании в неоднородных по проницаемости пластах. Многие составы не обладают селективностью, т.е. происходит снижение проницаемости поровых зон пласта как для воды, так и для нефти. Растворы полимеров теряют необходимые реологические характеристики из-за сдвиговой деградации при приготовлении и закачивании в пласт.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для извлечения нефти, содержащий биополимер Acinetobacter sp - «Симусан», органический растворитель марки нефрас и воду (пат. РФ № 2122631, Е21В 43/22, 1998 г.).

Данный состав недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дает небольшой охват пласта заводнением.

Задачей настоящего изобретения является создание состава из доступного сырья, включающего биополимер с высокими реологическими показателями, селективно повышающий фильтрационное сопротивление движению воды в высокопроницаемых промытых зонах.

Поставленная задача достигается за счет использования состава, включающего водный раствор биополимера БЖК ксантанового типа, каустической соды, органического растворителя и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер БЖК	5-20
Каустическая сода	10-40
Органический растворитель РКД	10-30
Вода	Остальное

Биополимер жидкий ксантанового типа, БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. п.1-4 представляет собой сложную систему на водной основе, содержащую биополимер ксантанового типа и ряд добавок (биоцид, антиоксидант, смесь неионогенных поверхностно-активных веществ). БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87).

Каустическая сода жидкая по ГОСТ 11078-78 или ГОСТ 2263-79 - бесцветная прозрачная жидкость, хорошо смешивается с водой с выделением большого количества тепла.

Растворитель «РКД» - углеводородный растворитель комплексного действия по ТУ 2458-004-39968249-2004. Углеводородный растворитель «РКД» получают в результате смешения ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами. В результате межмолекулярного физико-химического взаимодействия биополимера ксантанового типа, каустической соды и растворителя образуется пространственно-сшитая сетка. Макромолекулы биополимера и образовавшихся ПАВ при реакции каустической соды (щелочи) с кислыми компонентами нефти образуют как водородные, так и гидрофильно-гидрофобные связи, что приводит к повышению структурно-механических свойств биополимерной композиции, насыщенной неорганическими осадками, полученными в результате химического взаимодействия каустической соды с ионами щелочно-земельных металлов (Са⁺⁺, Мg⁺⁺) закачиваемой воды и растворенными в растворителе асфальто-смолистыми веществами. При закачке в неоднородный по проницаемости пласт предлагаемого состава происходит селективная изоляция, т.е. сложная биополимерная композиция проникает не только в высокопроницаемую обводненную часть коллектора обеспечивая надежную изоляцию пропластка, делая его непроницаемым для воды, в то же время сохраняет достаточно эластичную и прочную структуру. Состав внедряется в пласты кроме горизонтального направления и в вертикальное направление, что способствует повышению охвата пластов.

Состав готовят простым смешением компонентов. В вертикальную цилиндрическую емкость, в нижней части которой вмонтированы два крана для подачи воды, из резервной емкости подается биополимер БЖК. Затем добавляют расчетное количество каустической соды и растворителя. Перемешивание в емкости осуществляется за счет гидравлического вращения воды внутри емкости. Отбор приготовленного раствора и подача его в скважину осуществляется с помощью цементировочного агрегата ЦА-320.

Эффективность данного состава определялась по методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачивания состава и по нефтевытеснению остаточной нефти.

Результаты опытов приведены в таблице.

№ опыта	Концентрация реагентов, мас.% в растворе пресной воды	Снижение проницаемости	Коэффициент нефтевытеснения, д.е.	Прирост коэффициента нефтевытеснения, %
	Биополимер БЖК	Каустическая сода	Органический углеводород, «РКД»
1	5	10	10	82,7	0,80	37,9
2	10	20	15	90,3	0,89	53,4
3	20	40	30	98,1	0,97	67,2
4	20 «Симусан»(по прототипу)	-	30	60,8	0,64	10,3
5	20	40	-	70,3	0,76	31,0
6	20	-	30	73,7	0,65	19,0
7	-	40	30	58,4	0,63	8,6
8	Базовый вариант, вытеснение минерализованной водой	-	0,58	-

Пример 1. Сравнительные опыты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 60 см, диаметром 2,9 см, представленной молотым песчаником с проницаемостью 1,5 мкм². В модели создают связанную воду, затем насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 20,0 МПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/дм³) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели проб жидкости (опыт 8, табл.). Коэффициент вытеснения нефти равен 0,58. Затем в модель пласта подавали оторочку состава 0,4 п.о., содержащего 20% биополимера БЖК, 40% каустической соды и 30% растворителя, на пресной воде, которая проталкивается минерализованной водой 0,1 п.о., и опыт останавливают на 12-24 часа для полного образования тампонирующего материала в обводненной части пласта. После завершения реагирования компонентов состава между собой и минерализованной водой фильтрацию минерализованной воды возобновляют до полного прекращения вытеснения нефти из пластовой модели. Снижение проницаемости достигло 98,1%, а прирост нефтевытеснения 67,2% (опыт 3, табл.).

Пример 2. По той же методике проводился опыт по вытеснению нефти составом, содержащим 20% биополимера «Симусан» и 30% растворителя (прототип, опыт 4, табл.). Снижение проницаемости в этом случае 60,8%, а прирост коэффициента нефтевытеснения 10,3%.

Результаты сопоставительных опытов показывают, что предложенный состав позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость водонасыщенной части пористой среды, увеличить охват пластовой модели вытеснением минерализованной водой и довытеснить остаточную нефть.

Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.

Состав обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки.